西安西郊熱電廠2×350 MW機組接入系統方案

王乃永，吳磊，黃明良，張世強

(1.陜西省電力公司，西安市，710048;2.西北電力設計院，西安市，710075)

0 引言

目前，西安電網主網電壓等級為330/110 kV，電網發展初期300 MW級機組均要求接入330 kV電網，電廠電力需要通過330 kV變電站降壓供地區110 kV電網負荷，占用330 kV變電容量。隨著城區負荷的快速發展，負荷中心負荷密度不斷提高，西安市區受制于線路走廊、土地價格等限制，市區330 kV變電站選址十分困難，330 kV變電容量嚴重不足。

根據《陜西電網“十二五”規劃》［1］，“十二五”期間，西安地區規劃新增熱電機組較多，主力機組多為300 MW級機組，電源接入系統方案的選擇直接關系著電網的安全穩定以及電網運行的經濟性。根據現行國家電網安全穩定標準DL 755—2001《電力系統安全穩定導則》［2］，對電廠接入系統方案選擇的基本原則是“簡化電廠接線，分散外接電源，分層分區接入”，其中主要的問題集中在對“分層分區接入”這一原則的理解。導則中規定，主力電廠宜直接接入最高一級電壓電網，同時又規定，合理分層，將不同規模的發電廠和負荷接到相適應的電壓網絡上［3］。

本文通過西安西郊熱電廠接入系統方案研究，分析了300 MW級機組分層分區接入電網負荷中心城區110 kV電網的可行性、合理性以及技術上需要滿足的條件。西安市西郊熱電廠現在裝機為2×60 MW+1×30 MW+1×25 MW，電廠規劃容量為4×350 MW機組，本期建設2×350 MW 機組，計劃于2012年投運，建成后關停西郊熱電廠現有小機組。

1 西安負荷發展情況及電力平衡分析

1.1 西安及西郊負荷發展情況

2010年，西安地區最大用電負荷為4061 MW，較上年增長15.0%。預計2012、2015年西安地區用電負荷分別達到4750、6040 MW，“十二五”期間年均增長率為8.62%。

西安西郊地區主要由西郊熱電廠、北郊330 kV草灘變和西南郊330 kV河寨變共同供電，330 kV河寨變、草灘變主變負載率均接近80%，河寨變已為最終規模3×360 MVA，遠期2個變電站無論是在容量還是在供電距離上已不能滿足西郊地區日益發展的負荷需求。

根據《陜西電網“十二五”規劃》，“十二五”期間，在西郊地區建設330 kV西郊變，建設容量為2×360 MVA;西郊變站址位于西郊熱電廠附近，緊鄰電廠升壓站北側，330 kV西郊變計劃主供以110 kV阿房變為中心的西郊地區負荷。根據《西安電網“十二五”發展規劃》［4］，預測西郊變供電區2012和2015年最大負荷分別為581、786 MW，2020年最大負荷為1092 MW。

2010年西郊熱電廠附近330/110 kV電網如圖1所示;2012—2013年西郊熱電廠附近330/110 kV電網如圖2［5］所示(圖中虛線為備用線路)。

圖1 2010年西郊熱電廠附近330/110 kV電網Fig.1 The 330/110 kV power grid diagram near Xi'an west suburb thermal power plant in 2010

圖2 2012—2013年西郊熱電廠附近330/110 kV電網Fig.2 The 330/110 kV power grid diagram near Xi'an west suburb thermal power plant from 2010 to 2013

1.2 西安電網電力平衡

由西安電網供電平衡表1可以看出，“十二五”期間，在考慮西郊熱電廠2×350 MW機組投運的情況下，西安地區2011—2015年電力缺額為1590～2340 MW，2020年電力缺額為2550 MW，電廠電力可以在西安電網完全消納。

表1 西安電網供電平衡表Tab.1 Balance of power supply for Xi'an power grid MW

2 電廠接入系統方案

2.1 接入系統電壓等級

電廠本期主要供電方向為西安地區，如果按照300 MW級機組優先接入330 kV電網，電廠接入系統則提出了以330 kV一級電壓接入系統的方案。

西郊變供電區2012，2015年最大負荷分別為581、786 MW。西郊熱電廠正位于西郊負荷中心區域，且電廠廠址附近規劃建設330 kV西郊變電站，電廠電力可以就近通過110 kV送出，直供負荷中心，電廠本期電力可以在西郊供電區基本消納，因此，接入系統設計也提出以110 kV電壓等級接入系統的方案。

2.2 接入系統方案

目前，距電廠較近的接入點有330 kV莊頭變、330 kV河寨變和330 kV灃河變，以上3站均無電廠可利用的330 kV出線間隔，規劃建設的330 kV西郊變可作為電廠的接入點。根據西郊熱電廠電氣布置，西郊變所址緊鄰西郊熱電廠2×350 MW機組升壓站北側，電廠2×350 MW機組可就近接入西郊變，西郊變考慮與電廠同步投產。根據以上原則和要求，提出如下接入系統方案。

方案1:西郊熱電廠2×350 MW機組就近出2回330 kV線路接入西郊變電站330 kV母線，導線規格為2×300 mm2。

方案2:根據西郊變110 kV進出線初步布置情況，西郊熱電廠2×350 MW機組每臺機組均以1回110 kV電纜接入西郊變110 kV母線，電纜規格初步選擇2×1200 mm2。

方案3:西郊熱電廠1臺350 MW機組就近出1回330 kV線路接入西郊變330 kV母線，導線規格為2×300 mm2;另一臺350 MW 機組以1回110 kV電纜接入西郊變110 kV母線，電纜規格初步選擇2×1200 mm2。

西郊熱電廠接入系統方案及西郊變330 kV/110 kV主接線見圖3。

圖3 西郊熱電廠接入系統方案及西郊變330 kV/110 kV主接線Fig.3 Connection to power system of Xi'an west suburb thermal power plant and 330 kV/110 kV main wiring of Xi'an west suburb substation

3 方案經濟技術比較

3.1 方案技術比較

3.1.1 短路電流比較

(1)西郊變、西郊熱電廠短路電流計算。

根據《陜西電網“十二五”規劃》，2013年前后關中電網將要形成750 kV環網，關中中東部負荷中心330 kV線路解環運行，解環運行后關中電網330 kV母線短路電流水平比2012年有較大程度的降低，因此，本文主要對2012年及遠景年2020年短路電流進行計算分析，計算結果如表2～3所示。

由表2～3計算結果可以看出，各方案近期、遠期短路電流均在斷路器開斷電流范圍內，只有方案2的110 kV母線短路電流稍偏高。

表2 2012年各方案短路電流水平Tab.2 Short circuit current level of each scheme in 2012

表3 2020年各方案短路電流水平Tab.3 Short circuit current level of each scheme in 2020

(2)西郊熱電廠投運后對附近110 kV電網短路電流的影響。

西郊熱電廠附近110 kV電網見圖2。110 kV阿房變是距離西郊熱電廠最近的110 kV變電站，線路距離約1 km，正常運行方式下灃河—阿房、河寨—阿房雙回110 kV線路熱備用，西郊熱電廠投運后主要對110 kV阿房變母線短路電流影響較大，計算結果見表4～7。2010年，阿房站115 kV母線三相短路電流為19.6 kA，開斷能力為31.5、40 kA。

由表4～5計算結果可知，正常運行方式下，方案1阿房變110 kV母線短路電流水平在允許范圍內，方案2阿房變110 kV母線短路電流水平已接近開關開斷極限31.5 kA，比方案1大11 kA左右;在投運1回110 kV備用線路情況下，方案1阿房變110 kV母線短路電流最大為31.2 kA，方案2阿房變110 kV母線短路電流最大為41.5 kA，方案3阿房變110 kV母線短路電流最大為37.8 kA，大于開關開斷極限。

表4 2012年普通阻抗變壓器各方案短路電流水平Tab.4 Short circuit current level of each scheme for common impedance transformer in 2012

表5 2020年普通阻抗變壓器各方案短路電流水平Tab.5 Short circuit current level of each scheme for common impedance transformer in 2020

由表6～7計算結果可知，若西郊熱電廠升壓變及西郊變主變均采用高阻抗變壓器后，方案1阿房變110 kV母線短路電流均在開關開斷范圍內，最大為26.4 kA;方案2阿房變110 kV母線短路電流正常運行方式在開關開斷范圍內，在投1回備用線路情況下，短路電流最大為34.9 kA，超過阿房變部分110 kV開關開斷極限;方案3短路電流最大為31.5 kA(阿房變110 kV開關開斷能力，14個31.5 kA開關，2個40 kA開關)。

表6 2012年高阻抗變壓器各方案短路電流水平Tab.6 Short circuit current level of each scheme for high impedance transformer in 2012

表7 2020年高阻抗變壓器各方案短路電流水平Tab.7 Short circuit current level of each scheme for high impedance transformer in 2020

因此，方案1在控制西郊變附近110 kV電網短路電流水平方面較優，方案2、3阿房變相關110 kV備用線路的短時投運可能會受到一定限制，不如方案1靈活可靠。

3.1.2 方案2西郊變主變通過功率分析

方案2西郊變主變通過功率見表8。供電平衡計算中，冬季、夏季西郊熱2×350 MW 機組均全開機，考慮到西郊熱為供熱機組，冬季供熱期“以熱定電”運行方式，每臺機組最大出力約為255 MW;夏季有少量工業熱抽氣，最大出力約為310 MW;冬季按不調峰考慮，夏季考慮30%調峰能力［7］。

表8 方案2西郊變各運行方式通過功率Tab.8 Circulating power of various operation modes in Xi'an West Suburb Substation MW

正常運行方式下西郊變主變通過功率均在允許范圍內，西郊熱電廠供電出力基本在110 kV電網消納，僅在小方式下有少量升壓功率。

3.1.3 潮流穩定計算分析

各方案潮流校核均可以滿足西郊熱電廠本期2×350 MW機組的送出要求，對關中電網潮流分布影響差別不大。西郊熱電廠全部電力可以在西郊供電區完全消納，典型運行方式下電廠向關中330 kV主網基本沒有送出潮流。

各方案穩定校核均滿足規程規定要求。方案1、3，電壓、功角曲線較方案2稍優。方案2、3西郊變110 kV出線西郊變側三永故障，故障切除時間在0.14 s以內可以保持系統穩定，對端故障切除時間在0.2 s時可以保持系統穩定，滿足110 kV系統故障操作要求。

3.1.4 各方案有功功率損耗比較

各方案對關中電網潮流分布影響不大，對有功功率損耗計算進行簡化處理，主要比較各方案330 kV西郊變主變損耗、電廠送出線路損耗、西郊熱電廠升壓變損耗。

計算原則如下:各方案均為冬大方式，供熱期間電廠2臺機組滿出力510 MW，2012年西郊變供電區的負荷為581 MW，功率因素按0.9考慮。

變壓器主變損耗見表9，各方案變壓器阻抗值百分比選擇見表10。各方案有功功率損耗計算結果見表11，由表可見，方案2有功功率損耗最小，分別比方案1、3 小0.769、0.521 MW。

表9 變壓器有功功率損耗Tab.9 Active power loss of transformer

表11 各方案有功功率損耗Tab.11 Active power loss of various schemes MW

經過廠商調研，西安西電變壓器有限責任公司、衡陽變壓器有限公司等廠家均具有生產420 MVA/110 kV變壓器的能力。該非標110 kV變壓器制造相對于普通變壓器制造成本增加并不大，主要是增加了一定量的鐵心、線圈等材料的成本。經廠家初步估算，420 MVA/110 kV主變壓器造價約1200萬元，420 MVA/330 kV主變造價約為1400萬元。

由經濟比較表12可知:方案1～3投資分別為5771萬、4875萬、5355萬元;方案2最便宜，分別比方案1便宜896萬元，比方案3便宜480萬元。

3.2 綜合比較

從技術比較來看，3個方案潮流、穩定計算均可滿足規程規定要求。

方案1電廠大部分出力通過西郊變降壓供西郊地區負荷，其余部分電力送往西安電網消納，該方案在控制西郊變附近110 kV電網短路電流水平方面較優，可靠性較高。但是，該方案存在著電廠大部分電力先升壓后又就近降壓供負荷的問題，增加了系統損耗;根據西郊變供電區負荷預測，該供電區2012年負荷約為581 MW，2015年約為786 MW，西郊變投運后負載率較高，可能面臨擴建第3臺主變的壓力。

方案2電廠以110 kV電壓等級接入系統，電廠電力可就近直接供西郊當地負荷用電，送電方向明確，從直供負荷上看最優，可以從一定程度上延緩西郊變第3臺主變的擴建。該方案也存在一些問題:(1)為限制阿房變110 kV母線短路電流水平，西郊熱電廠升壓變及西郊變主變均需采用高阻抗變壓器，其中，西郊熱電廠升壓變阻抗電壓按24%考慮，西郊變高-中阻抗電壓按22%考慮，增加了系統的無功損耗。在短時投阿房—河寨1回110 kV備用線路情況下，阿房變110 kV母線短路電流為34.9 kA，若阿房變不更換部分31.5 kA的110 kV開關，則不如方案1靈活可靠。(2)在西郊變1臺主變檢修，同時西郊熱電廠僅1臺機組運行時，若西郊熱該機組故障停運，則西郊變110 kV母線電壓波動接近10%，對于部分重要負荷的供電質量有一定影響。

表12 各方案經濟比較(僅差別部分)Tab.12 Investment comparison of each scheme(only difference parts)

方案3可以看作是方案1與2的中間方案，該方案相對于方案2，可使阿房變短路電流降低約3.4 kA，最大為31.5 kA左右。但該方案同樣存在電廠電力先升壓后降壓供負荷的問題，增加了系統損耗;本期電廠電力采用330、110 kV 2個電壓等級接入電網，不利于電廠調度運行。

從經濟比較來看，方案2最便宜，分別比方案1便宜896萬元，比方案3便宜480萬元。

綜合經濟技術分析，本文認為西郊熱電廠本期2×350 MW機組接入系統采用方案2較為有利。

4 結語

西郊熱電廠以2回110 kV線路接入西郊變，電廠電力可就近直供當地負荷，避免電廠電力先升壓后降壓，減少西郊330 kV變電站變壓器容量，降低系統損耗，工程投資最省，具有潮流流向合理、經濟性好等優點。為限制110 kV電網短路電流，電廠升壓變阻抗值按不低于24%考慮。西郊熱電廠接入系統設計已通過了有關方面組織的評審，評審會議認為，電廠本期以110 kV電壓等級接入技術可行、經濟較優，同意采用設計推薦方案。近年來華東等電網600 MW機組接入220 kV電網逐漸增多;同時結合“上大壓小”的實施，華東電網正研究將已經接入500 kV電網的600 MW機組改接入220 kV電網;在日本等發達國家已有1000 MW機組接入380 kV以下電網的先例［8］。國內外電廠接入系統方案的實踐經驗可以逐步借鑒到陜西電網，以優化電源接入方案，尤其是應用在關中負荷中心電網。

［1］西北電力設計院.陜西電網“十二五”規劃工程［R］.西安:西北電力設計院，2010.

［2］DL 755—2001電力系統安全穩定導則［S］.北京:中國電力出版社，2001.

［3］鐘清，主然，任震.基于分層分區原則的大機組接入系統的電網規劃［J］.華南理工大學學報:自然科學版，2005，33(12):105-108.

［4］陜西西安供電局.西安電網“十二五”發展規劃［R］.西安:陜西西安供電局，2010.

［5］陜西省電力設計院.西安西郊變電站可行性研究［R］.西安:陜西省電力設計院，2010.

［6］西北電力設計院.國電西安西郊熱電廠“上大壓小”2×350 MW機組接入系統設計復核［R］.西安:西北電力設計院，2010.

［7］西北電力設計院.國電西安西郊熱電廠三期工程初步設計［R］.西安:西北電力設計院，2010.

［8］郭明星，楊增輝，曹娜，等.1000 MW 機組接入220 kV分區電網初探［J］.華東電力，2010，38(11):1744-1749.